槽式太阳能与燃煤机组集成方案的经济性分析*

于静梅 张世轩 张福生 张凤忠

(1.辽宁工程技术大学机械工程学院，123000 辽宁阜新；2.朝阳燕山湖发电有限公司，122000 辽宁朝阳)

0 引 言

目前，在我国能源变革的趋势下，将太阳能引入火电燃煤机组是我国火电机组进行节能和太阳能规模利用的一条有效途径[1]。槽式太阳能与燃煤机组集成系统与传统燃煤系统相比，会使机组煤耗降低、污染物排放减少，为节能减排开辟一条新道路；与单纯太阳能发电系统相比，可降低太阳能热利用的投资与运行维护费用，弥补太阳能发电的间歇性问题[2]。

太阳能与燃煤火电机组集成发电的概念最早由澳大利亚HU E J团队[3-4]提出，并提出用太阳能热替代汽轮机回热抽汽以加热常规电厂给水的方案，以澳大利亚维多利亚州某传统火力发电机组为原型进行了分析，结果表明：该技术理论上可明显提高原燃煤发电机组的发电功率。国内学者崔映红等[5-6]研究了太阳能辅助燃煤机组发电的耦合机理、集成方式及热力特性。毛剑等[7]分析了槽式太阳能集热系统辅助某330 MW燃煤机组替代高加回热抽汽加热给水的互补发电系统的热经济性，发现在该互补发电系统中年平均太阳能光电转换效率可达20.41%，比单纯太阳能热发电效率要高。赵军等[8-9]分析了集成太阳能对燃煤锅炉热力性能的影响，对太阳能集成于省煤器前和省煤器后两种方案的经济性进行比较，结果表明：太阳能集成于省煤器前方案的经济性优于集成于省煤器后方案的经济性。国外学者PIERCE et al[10]用SAM软件分析了单纯太阳能和太阳能辅助燃煤电站的经济性，发现太阳能与燃煤集成发电系统的年发电量比单纯太阳能机组的年发电量多25%。BAKOS et al[11]用TRNSYS和RETScreen软件分析了希腊300 MW太阳能集成燃煤发电系统，运用TRNSYS软件能够方便计算，更加容易地研究集成发电系统在不同集热面积、不同地域下的热力性能。BOUKELIA et al[12]对8种不同的集成方式，使用4-E方法详细分析比较，发现配置储热和化石燃料补燃的熔盐槽式太阳能集成燃煤系统的能量利用率较高，而导热油系统的效率较高。但是现在对太阳能热与小汽轮机集成的研究很少，而且小汽轮机的排汽未被充分利用。

鉴于此，本研究提出了用太阳能集热场加热小汽轮机排汽之后形成的凝结水取代某段蒸汽的集成发电方案，以300 MW的机组为对象，建立了槽式太阳能与燃煤机组集成系统的模型，比较不同集成方案在变工况条件下机组的热经济性指标的变化，并对三种方案的技术经济性进行分析，以寻求最佳集成方案。

1 常规燃煤机组及槽式太阳能集热场与燃煤机组集成方案

1.1 常规燃煤机组

以N300-16.65/537/537常规燃煤机组为原型，机组有八级回热抽汽，即“三高四低一除氧”(3台高压加热器、4台低压加热器、1台除氧器)。300 MW常规燃煤机组热力系统见图1。图1中HP，IP和LP分别为高压缸、中压缸和低压缸；H1～H3为高压加热器，H4为除氧器，H5～H8为低压加热器；H1～H8为各段抽汽的蒸汽焓；Hc为低压缸出口排气焓；αt为气动给水泵用汽份额。

机组主要参数[13]为：机组主蒸汽流量917 t/h，机组主蒸汽的压力和温度：p0=16.65 MPa，t0=537 ℃；再热蒸汽的压力和温度：pout=3.29 MPa，tout=537 ℃；汽轮机组的排汽压力pc=5.54 kPa；小汽轮机排气焓Hw4=710.7 kJ/kg；气动给水泵用汽份额αt=0.038。

1.2 太阳能集热场产生蒸汽进入一号高压加热器(方案一)

将小汽轮机排汽引入新加入的凝汽器并通过冷凝水泵将冷凝水引入太阳能集热场(太阳能集热场中有蓄热器，在太阳能辐射强度充足时吸热储能，不足时会放热，使得集热场持续产生蒸汽)，产生的蒸汽取代部分一号高压加热器的回热抽汽，使减少的部分汽轮机一级抽汽继续在汽轮机组中膨胀做功，并且使凝结水量减少一部分，增加了汽轮机组的输出功率，从而提高汽轮机组的热力经济性。方案一热力系统如图2所示。

1.3 太阳能集热场产生蒸汽取代小汽轮机回热抽汽(方案二)

以将小汽轮机排汽之后形成的冷凝水通过太阳能集热场加热产生的符合参数的蒸汽取代全部的小汽轮机回热抽汽，使减少的汽轮机四级抽汽继续膨胀做功，从而使主汽轮机的做功能力进一步增强，增加机组的发电量。方案二热力系统如图3所示。

1.4 太阳能集热场产生蒸汽直接进入汽轮机低压缸做功(方案三)

由于汽轮机中压缸和高压缸的蒸汽参数较高，故槽式太阳能因自身能力限制不能将小汽轮机排汽之后的凝结水加热到符合中高压缸入口参数的温度，但是汽轮机低压缸的入口蒸汽参数较低，故可以作为新蒸汽入口，通过太阳能集热场加热小汽轮机排汽之后形成的凝结水，让产生的符合参数的蒸汽直接进入汽轮机低压缸进行做功。方案三热力系统如图4所示。

图2 方案一热力系统Fig.2 Thermodynamic system diagram of Scheme 1

图3 方案二热力系统Fig.3 Thermodynamic system diagram of Scheme 2

图4 方案三热力系统Fig.4 Thermodynamic system diagram of Scheme 3

2 太阳能集热场与燃煤系统建模

2.1 太阳能集热场设计

选取LS-3型槽式集热器，取油水换热器温差10 ℃。集热器面积为547 m2，吸收管长99 m，光学效率为73.3%。在设计工况下所需的集热面积[14]为：

(1)

式中：S为集热器集热面积，m2；Qs为单位时间内太阳能集热场吸收太阳能的总热量，kW；Id为当地辐射强度，取800 W/m2；ηt为集热器热效率；ζ为接收效率，取0.729。

其中，LS-3型槽式集热器的热效率ηt的计算式[15]为：

(2)

式中：Kτa为入射角修正系数，取1；ηopt为光学效率；vw为风速，m/s；Ta为环境温度，取273 K；Id为当地辐射强度，W/m2；Tsky为天空温度，K；Tab为吸收管温度，K；εab为吸收管发射率，取0.15；热平衡系数为：a=1.91×10-2W/(K·m2)，b=1.91×10-9W/(K4·m2)，c=6.608×10-3J/(K·m3)。

经计算得ηt=0.6944。

集热器出口参数见表1。

表1 各方案在设计工况下的模拟结果Table 1 Simulation results of each scheme in design conditions

计算得到方案一～方案三在设计工况下所需的集热面积分别为58 156.14 m2，57 955.29 m2和49 071.54 m2。

在太阳能一侧，油水换热器选用管壳式换热器，导热油走管程，选用VP-1型导热油，给水走壳程。目前，太阳能电站经常使用的储热技术是熔盐储热，由于熔盐储热过程无相变，储热容量比较大，储热系统常压运行，因此适合大规模储热。其中，蓄热罐的热效率约为90%。

2.2 评价指标

2.2.1 热经济性评价指标

1) 太阳能热电转换效率ηse(%)[8]

(3)

式中：ΔEe为太阳能集热场的净发电量，kW；Qs为单位时间内太阳能集热系统吸收的总热量，kW。

2) 新蒸汽等效焓降变化量ΔH(kJ/kg)[16]

太阳集热系统产生的蒸汽取代了j级的回热汽时，减少抽汽的做功量为：

(4)

排挤抽汽的做功量为：

ΔH2=αj(Hj-Hw4)

(5)

新蒸汽等效焓降变化量为减少抽汽与排挤抽汽的做功量之和：

ΔH=ΔH1+ΔH2

(6)

式中：αj为j级回热抽气段的抽汽系数；Hj为j级回热抽气焓，kJ/kg；Hr为r级加热器的给水焓升，kJ/kg；ηr为r级回热抽汽段的抽汽效率。

3) 机组绝对内效率ηi

因为太阳能集热场热量的引入，机组的输出功将会增加ΔH，因为引入的太阳能集热场的热量为外部热量，与回热抽气的放热量(内部热量)不同，故蒸汽循环总吸热量为Q0+Qs，j，故集成系统汽轮机组的绝对内效率[16]为：

(7)

式中：H0为单纯燃煤机组的蒸汽等效焓降，kJ/kg；Q0为单纯燃煤机组的循环吸热量，kJ/kg；Qs,j为太阳能集热场产生的蒸汽取代第j级加热器的回热抽汽，kJ/kg，相当于引入系统的热量。

4) 汽轮机组绝对电效率ηe

ηe=ηiηmηg

(8)

式中：ηm为机械效率；ηg为电机效率。

(9)

(10)

式中：ηb为锅炉效率；ηp为管道效率。

7) 全厂热效率ηcp

ηcp=ηeηbηp

(11)

8)节煤量B(t/h)

(12)

式中：E为集成发电系统的发电量，kW；bs为单纯燃煤机组的标准煤耗率，g/(kW·h)。

2.2.2 技术经济性评价指标

以能源平均成本和投资回收期作为技术经济性评价指标。

2.2.2.1 能源平均成本

虽然槽式太阳能热发电系统要比传统燃煤电站的投资高得多，但是在后期太阳能发电系统的运行和维护等费用是很低的，故对于槽式太阳能热发电系统的经济性不能只是依据初始投资的多少来判断。目前一般多采用能源平均成本对太阳能热发电系统进行经济性分析，这既考虑了电站在寿命期内的成本，又能比较不同规模电站的成本。本研究采用国际上通用的能源平均成本(CLE)的定义[17]。能源平均成本计算公式为：

(13)

式(13)考虑了减排CO2，SO2和NOx收益的成本，当不考虑减排收益时，其计算公式为：

(14)

式中：RFC为固定费率；I为总初投资，万元；COM为运行维护费用，万元；CCO2为CO2的减排收益，万元；CS,N为SO2和NOx的减排收益，万元；E为年发电量，kW·h。

其中，固定费率RFC的计算公式[18]为：

(15)

式中：Kd为年度保险率，取8%；n为太阳能集热器的使用寿命，取30 a。

2.2.2.2 投资回收期

以静态投资回收期为指标来评价系统投资回收能力。投资回收期计算公式为：

(16)

式中：Ia为年净收益，包括太阳能热发电系统的发电收益，节省燃煤的费用及CO2，SO2和NOx减排费用等，万元。

3 集成发电系统热经济性分析

槽式太阳能集热场的引入一定会引起汽轮机等热力系统的参数发生改变，最终会使机组热力性能发生变化，不同汽轮机热耗验收(turbine heat acceptance，THA)工况下3种集成方案的热经济性模拟结果见表2。由表2可以看出，1) 在3种不同的集成方案中，集成方案一的太阳能热电转换率最高，其次是集成方案二的太阳能热电转换率，而集成方案三的太阳能热电转换率最低。这是因为对于太阳能与燃煤机组集成系统而言，当相同的太阳能热引入同一燃煤机组的不同部位时，势必会引起放热工质流发生变化，即使放热工质流的品味相同，但是存在不等价性，故热经济性必然不同。太阳能热参与燃煤机组高温水吸热时，工质吸收的量比较高，因此方案一的热电转换率高于其他方案的热电转换率。但是，单纯太阳能热发电系统的热电转换率(15%)却仍旧低于集成方案三的太阳能热电转换率(27%)。2) 当槽式太阳能产生的蒸汽替代抽汽时，可发现3种集成方案的绝对内效率与传统燃煤机组的绝对内效率[19]相比均有所增大，电效率和热效率提升，从而汽轮机的热耗率和煤耗率有不同程度的下降(原300 MW传统燃煤机组的煤耗率为310.47 g/(kW·h))，而以取代汽轮机第1段抽汽时产生的效果最明显，证明了槽式太阳能与燃煤机组集成系统节能降耗作用显著。3) 槽式太阳能与燃煤机组的节煤效果会随着工况的改变而发生变化，变工况下3种集成方案的节煤量均大于0，说明3种方案均优于单纯燃煤机组，而且100%THA工况下的节煤量最大。3种集成方案在变工况下的能耗明显优于单纯燃煤机组的能耗，在100%THA工况下的节煤效果最佳。

表2 三种THA工况下各集成方案系统的热经济性指标Table 2 Thermal economic indexes of each integrated scheme system under three THA conditions

4 技术经济性分析

太阳能和传统燃煤机组的结合能够削弱单纯太阳能热发电中因为辐射强度的变化而受到的影响。但是，其初投资费用极高，技术经济性分析能够综合考虑各项成本的影响。

4.1 投资成本分析

根据文献[17，20]，表3列出了技术经济分析所需参数。槽式太阳能集热场的总投资(集热场费用、占地建筑费用等)估算见表4。100%THA工况下太阳能与燃煤机组集成系统的经济性分析见表5。

由表5可以看出：1) 方案一的年发电量、年节煤量和年减碳量最高，分别为3.09×107(kW·h)，14 663.22 t和39 150.80 t。三种方案的年净收益分别为2 725.80万元、2 697.69万元和1 966.54万元，投资回收期分别为5.1 a，5.2 a和6.0 a，具有投资价值。2) 当考虑减排CO2，SO2和NOx的收益时，100%THA工况下3种方案的CLE分别为0.293元/(kW·h)，0.297元/(kW·h)和0.407元/(kW·h)，低于单纯太阳能热发电的单位发电成本0.75元/(kW·h)。由此可见，相同工况下，方案一的经济性最好，为最佳方案。可以看出槽式太阳能与燃煤机组集成系统商业前景十分广阔。

表3 技术经济参数Table 3 Technical and economic parameters

表4 槽式太阳能集热器场详细投资估算Table 4 Estimation of specific investment of trough solar energy collecting field

表5 100%THA工况下集成系统的技术经济性分析Table 5 Technical and economic analysis of integrated system under 100% THA condition

目前难点是利用时需要大面积的太阳能收集设备，受设备占地面积、材料结构的影响不能大规模推广，以及蓄热技术不成熟。

5 结 论

1) 提出槽式太阳能与300 MW燃煤机组集成系统3种方案，分别为槽式太阳能集热场加热小汽轮机排汽之后形成的凝结水取代部分一号高压加热器回热抽汽(方案一)、全部取代小汽轮机的回热抽汽(方案二)、直接进入汽轮机低压缸(方案三)。得出3种方案的热耗率和煤耗率均有所下降，绝对电效率和全厂热效率均提升。在100%THA工况下方案一的效果最为明显。

2) 对上述3种方案进行技术经济性分析，发现3种集成方案都具有较好的节煤减排效果，能源平均成本更小，投资回收期更短。其中，方案一的能源平均成本最低，低于单纯太阳能发电的单位发电成本。因此，从热经济性指标和技术经济性分析来看，100%THA工况下方案一为最优集成方案。